CC BY
182
УДК 622.276.7:622.245.43
О.Б. Собанова, И.Л. Федорова
ОАО «НИИнефтепромхим», Казань, [email protected]
ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОМПОЗИЦИЙ ПАВ (РЕАГЕНТ СНПХ-9633) ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
В статье приведены результаты работ по созданию технологий увеличения нефтеизвлечения из неоднородных высокообводненных пластов на основе химических реагентов-композиций поверхностно-активных веществ (реагент СНПХ-9633).
Ключевые слова: углеводородная композиция, поверхностно-активные вещества, нефтеизвлечение, пласт, ограничение водопротоков, заводнение, выравнивание фильтрационных потоков, нефтеотдача.
В лаборатории «Разработки составов для химического воздействия на пласт» ОАО «НИИнефтепромхим» в течение ряда лет проводятся работы по созданию технологий увеличения нефтеизвлечения из неоднородный высокообводненных пластов на основе химических реагентов -композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Разработан ряд составов, представляющих собой углеводородные растворы композиций анионных и неионогенных ПАВ (УКПАВ). Эти составы производятся в ООО «Татнефть-ХимСервис» под названием реагент СНПХ-9633 в виде нескольких марок, обладающих либо преимущественно «изолирующим» (марки А1, А2, В1, В2) либо преимущественно «моющим» (марки С1, С2, С3) действием. Реагент имеет невысокую вязкость ~1,5 мПа.с, низкую температуру застывания (ниже минус 35 0С), устойчив длительное время в широком диапазоне температур и адаптирован к различным геолого-физическим условиям - пластовой температуре и минерализации воды.
Применение реагента СНПХ-9633 (марки А и В) основано на его способности образовывать в пористой среде при контакте с попутно-извлекаемой или закачиваемой водой различной минерализации высоковязкие гелеобразные эмульсии с внешней углеводородной фазой. Эмульсии устойчивы к размыванию водой и легко разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает селективное блокирование высокопроницаемых водонасыщенныгх зон. Наблюдаемое увеличение продуктивности скважин (увеличение дебитов жидкости и нефти) обусловлено моющими и гидрофобизующими свойствами УКПАВ (отмыв асфальтено- смоло- парафиновых отложений и т.п.).
Применение реагента СНПХ-9633 (марки С) основано на его способности снижать межфазное натяжение на границе раздела сред нефть-вытесняющая вода до значений ~ 10'2-10'3 мН/м, изменять смачиваемость породы коллектора, уменьшать вязкость нефти и повышать ее подвижность.
На основе УКПАВ разработано несколько технологий для обработки призабойной зоны скважин и повышения нефтеотдачи пластов.
«Технология ограничения водопритоков и/или увеличения продуктивности с использованием реагента СНПХ-9633» предназначена для улучшения показателей работы высокообводненных добывающих скважин (с обводненностью 80-100%) в залежах с неоднородными тер-
ригенными или карбонатными коллекторами с различной минерализацией попутно-извлекаемыгх вод (от пресных до высокоминерализованных) при пластовых температурах 20-500С. Объекты применения технологии могут разрабатываться как в естественном режиме, так и в режиме искусственного заводнения. То есть источником обводнения могут быть воды как подстилающие, так и закачиваемые через нагнетательные скважины. Технология предельно проста в исполнении. Для ее реализации не требуется специального оборудования, а только стандартное нефтепромысловое - насосный агрегат и автоцистерны для доставки реагента и воды. В среднем на одну скважино-об-работку используется по 20-22 м3 реагента и 20-27 м3 минерализованной воды для продавки его в пласт. Поскольку реагент СНПХ-9633 имеет низкую температуру застывания, технология может применяться без осложнений в любое время года.
Вышеназванная технология на основе реагента СНПХ-9633 применяется в различных регионах Урало-Повол-жья, и наиболее широко в Татарстане. В ОАО «Татнефть» по этой технологии обрабатывается по 150-200 высокообводненных добывающих скважин в год (Рис. 1) и объемы применения в наступившем 2011 году не снижаются. Это обусловлено эффективностью метода и его экономической рентабельностью. На 1.01.2011г. на месторождениях ОАО «Татнефть» реагентом СНПХ-9633 обработано 1369 скважин. Дополнительная добыча нефти составила 1360,8 тыс.т (около 1000т / скв.-обр.), а сокращение добычи попутно-извлекаемой воды - 4263,5 тыс.т (более 3000т / скв.-обр.). Текущая продолжительность эффекта по терригенным коллекторам 1-1,5 года, по карбонатным - более 2 лет.
«Технология ограничения водопритоков добывающих скважин реагентом СНПХс модификатором и наполнителем». Установлено, что дополнительное введение в УК ПАВ модифицирующей добавки позволяет существенно повысить водоизолирующие свойства реагента СНПХ-9633, особенно в присутствии наполнителя (Рис. 2 и 3). Результаты промысловых работ по применению реагента СНПХ-9633 в 33 скважинах на Ромашкинском месторождении ОАО «Татнефть» показали, что в присутствии модификатора и наполнителя наблюдается значительное снижение обводненности добываемой продукции (в среднем
^научно-технический журнал
з (39) 2011 Георесурсы Ш5
на 32,3%). По состоянию на 1.01.11г. получено 27,5 тыс. т дополнительной нефти (833т / скв.-обр.) при среднесуточном приросте дебита нефти 3,78 т/сут. в течение всего срока длительности эффекта. Сокращение добычи попутно-из-влекаемой воды составило 53,8 тыс.т (1629т / скв.-обр.). Текущая продолжительность эффекта - 13,8 мес. (в 78,8% скважин он еще не закончился). То есть данный вариант технологии применения УКПАВ позволяет усилить водоизолирующие свойства реагента и повысить эффективность метода.
«Технология направленной кислотной обработки выг-сокообводненных пластов (НКОВП)» предназначена для обработки призабойной зоны выгсокообводненныгх скважин (с обводненностью свыше 80%) реагентом СНПХ-9633 совместно с кислотой. Метод основан на увеличении эффективности кислотных обработок путем предварительной блокировки водонасыщенных зон с повышенной проницаемостью. В настоящее время в ОАО «Татнефть» проводятся опытно-промышленные испытания этой технологии. Полученные результаты показали перспективность ее применения, особенно в карбонатных коллекторах 302-303 залежей. По всем опытным скважинам на данных объектах наблюдается увеличение дебитов нефти и жидкости (в 1,5-2,5 раза) при одновременном снижении обводненности добываемой продукции (с 75-92% до 27-63%). К сожалению, результаты применения НКОВП в терригенных коллекторах пока не однозначны, так как прошло слишком мало времени с момента обработки скважин. Работы по испытанию метода будут продолжены и в 2011 г.
«Технология повыгшения нефтеотдачи пластов» путем обработки участков нефтяных залежей реагентом СНПХ-9633 через нагнетательные скважины. Эффект достигается выравниванием фильтрационных потоков и регулированием профиля приемистости в результате образования в высокопроницаемой части пласта блокирующих высоковязких эмульсий с внешней углеводородной фазой. Реагент закачивают в скважину в товарном виде без разбавления. Объем оторочки варьируется от 30 до 50 м3 на одну операцию. При разбавлении его в пласте закачиваемой водой объем блокирующей оторочки увеличивается в десятки раз. Последующая закачка вытесняющей воды приводит к поступлению ее в неохваченные ранее заводнением участки с остаточной нефтенасыщенностью. Таким образом происходит вовлечение в разработку низкопроницаемых зон пласта при одновременном ограничении работы выгсокообводненныгх пропластков, что про-
Рис. 2. Изменение вязкости эмульсий при введении в реагент СНПХ-9633 наполнителя и (или) модификатора.
Рис. 3. Изменение проницаемости модели пласта при введении в состав УК ПАВ наполнителя и (или) модификатора. 1. УК ПАВ (к/р нач.=2.28 мкм2, к/р кон.=0.075 мкм2); 2. УК ПАВ с глинопорошком (к/р нач.=2.14мкм2, к/р кон. =0.029 мкм2); 3. УК ПАВ с модифицирующей добавкой (к/р нач.=2.25 мкм2; к/р кон.=0,06 мкм2); 4. УК ПАВ с глинопорошком и модифицирующей добавкой (к/р нач = 1.99 мкм2; к/р кон.=0,018 мкм2).
водит к увеличение охвата пласта заводнением и увеличению нефтеотдачи. Особенностью данного метода является то, что для его реализации можно использовать скважины с низкой и средней приемистостью (от 100 м3/сут.). Применение этой технологии в ОАО «Татнефть» на 116 участках позволило получить 230,8 тыс.т дополнительной нефти (более 2000т / скв.-обр.) при успешности 78% и продолжительности эффекта - более 2 лет. В 2010 г. эффект продолжался на 8 участках.
«Технология увеличения нефтеотдачи пластов комплексного действия (ПГУВС)» разрабатывалась совместно ОАО «НИИнефтепромхим» и институтом «ТатНИПИнефть». Назначение технологии - увеличение охвата пласта заводнением с последующим повышением вытесняющей способности закачиваемой воды. Область применения - обводненные закачиваемой минерализованной водой терригенные пласты, характеризующиеся неоднородностью по проницаемости. Увеличение охвата пласта заводнением достигается активизацией дренирования пропластков с пониженной проницаемостью за счет повышения локальных градиентов давления в высокопроницаемых зонах пласта путем закачки полимерно-глинистой композиции. Образующийся за счет флокулирующе-го действия полимерно-глинистой композиции бло-
^ 200
(0
I
я чоо
10 60
о 40 со П II : 1
_. 111 N И
1 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Год обработки
Рис. 1. Динамика применения реагента СНПХ-9633 в добыгвающих скважинах ОАО «Татнефть» (технологии СНПХ-9633 и СНПХ-9633 с модификатором).
II а р- научно-технический журнал
«а ГеоресурСЫ з (39) 2011
УДК: 553.98.01:551.763.12
К.Г. Сшчек1, И.В. CynonKuna2, И.А. nanmenerno2
!ТПП «Когалымнефтегаз», Когалым 2000 «Когалымский научно-исследоеателъский и проектный институт нефти», Когалым [email protected], [email protected], [email protected]
ОСОБЕННОСТИ ФАЦИАЛЬНОГО СТРОЕНИЯ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ (на примере группы пластов БС102 северной части Сургутского свода)
Выполнен комплекс методов лптолого-фацнального и седпментологпческого моделирования на основе комплексного анализа детальной площадной корреляции разрезов, изучения керна и сейсмофациального анализа для северо-восточной части Сургутского свода. Создана площадная модель формирования песчано-алевритовых неокомских отложений пластов группы БС10 в северо-восточной части Сургутского свода. Установлены седиментационные критерии распространения высокоемких коллекторов и связанных с ними ловушек углеводородов в неокомских отложениях северо-восточной части Сургутского свода.
Ключевые слова: неоднородность, литолого-фациальный анализ, керн, каротаж, фация, текстура, циклит, корреляция.
В пределах северной части Сургутского свода основные запасы углеводородов связаны с отложениями горизонта БС10, а точнее с группой пластов БС102 неокомс-кого возраста. Отложения горизонта БС10 характеризуются весьма сложным геологическим строением. В результате проведения разведочного бурения на Северо-Конитлорском, Северо-Кочевском, Кочевском и Тевлин-ско-Русскинском месторождениях установлены различные уровни ВНК, что свидетельствует о гидродинамической разобщенности пластов группы БС102. Наличие зон литологического замещения, выклинивания, невыдержанности толщин пластов и коллекторских свойств отложений обусловлено палеогеографическими, палео-геоморфологическими и гидродинамическими особенностями условий седиментации, вследствие интенсивной фациальной изменчивости.
Площадь исследований располагается в Сургутском
районе Ханты-Мансийского автономного округа, в 160 км севернее г. Сургут. В тектоническом плане - принадлежит северо-западной части Когалымской вершины - структуры 2-го порядка, осложняющей с севера структуру 1-го порядка - Сургутский свод. Территория изучена комплексом геологоразведочных работ: от региональных (геоло-го-геоморфологическая съемка, аэромагнитная съемка) до бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, и сейсморазведочных работ 2Б и 3Б.В северной части Сургутского свода продуктивные отложения пластов группы БС102 расположены на краю клиноформной части савуйского (покачевского) клиноциклита (Карого-дин, 2000), вблизи бровки перегиба.
Используя методические приемы распознавания осадков различного происхождения, подробно описанные в многочисленных публикациях (Ботвинкина и др., 1991), в разрезе установленных пластов мы выделяем группы фа-
Окончание статьи О.Б. Собановой, И.Л. Федоровой «Технологии применения углеводородных композиций ПАВ (реагент СНПХ-9633) для обработки призабойной зоны...»
кирующий экран увеличивает фильтрационное сопротивление в промытых зонах и обеспечивает перераспределение фильтрационных потоков в пределах перфорированного пласта. Повышение вытясняющих свойств закачиваемой воды достигается за счет последующей закачки оторочки нефтеотмывающей углеводородной композиции, в качестве которой используется реагент СНПХ-9633 марки С (преимущественно моющего действия).
В настоящее время вышеназванная технология проходит стадию опытно-промышленных испытаний. Предварительные результаты по восьми участкам нагнетательных скважин, расположенных на объектах трех НГДУ ОАО «Татнефть» с различными горно-геологическими условиями разработки, показали, что суммарная дополнительная добыча нефти на 1.01.11 г. составила 9,2 тыс. т (1150т / скв.-обр.) при успешности 75% и текущей продолжительности эффекта 1,5года. Эти цифры не окончательные, поскольку на 63% скважин эффект еще не закончился. Опытно промышленные испытания данной технологии будут продолжены в 2011 г.
O.B. Sobanova, I.L. Fedorova. Technology for application of hydrocarbon-base surfactant compositions (reagent SNPCH-9633) for bottom-hole treatment and enhanced oil recovery.
The paper discloses the results of development of the technologies for enhanced oil recovery from the heterogeneous highly-watered formations based on the chemical reagents -surfactant compositions (the reagent SNPCH-9633).
Keywords: hydrocarbonic composition, surface-active substances, oil recovery, deposit, restriction of waterway, water flooding, leveling of filtration flows.
Ольга Борисовна Собанова к.х.н., старший научный сотрудник, зав. лабораторией ОАО « НИИнефтепромхим»
Ирина Леонидовна Федорова к.т.н., старший научный сотрудник ОАО « НИИнефтеп-ромхим»
420045, Казань, ул. Н.Ершова, д.29. Тел. (843)238-36-39.
^научно-технический журнал
з (39) 2011 Георесурсы ШЇМ
